孤东油田西区北实现稳产的主要做法及效果

    薄丽

    【摘 要】 孤东油田西区北部1973年5月投入开发,经历了天然能量、注水、注聚开发阶段,目前已进入后续水驱,综合含水97.0%,采出程度为47.1%。西区北水井多采用卡封、丢封方式细分层系,由于Ng35和Ng42的隔层发育差,因此层系干扰、测试遇阻、验封失效井较为普遍,并且地层吐聚在某些区域十分严重,套变停产和带病注水井较多,给井网完善和层系细分带来一定的影响。因此有必要进行井网完善,实施分层优化注采井网,平稳补充地层能量。以改善注水为重点,以控制和减缓递减为主线,积极开展以分层注水、细分注水为主要内容的常规注水调整,做到“注够水、注好水”,提高层段合格率,提高储量动用程度。

    【关键词】 井网 西区北 采收率 笼统注水 分层注水

    孤东油田西区北部位于孤东披覆背斜构造的西翼,是一个人为划分的不封闭的开发单元,其北界、西界为孤东1号大断层遮挡,南界和东界分别与西区馆3-6单元和中一区相邻,含油面积4.8Km2,地质储量1954×104t。构造简单平缓,东高西低,构造高差20米,地层倾角1.5度,区内有一条北西~南东走向落差15米左右的小断层。油藏埋深1180~1310米。西区北部Ng31-44单元共发育9个小层,主力油层有3个:Ng35、Ng42、Ng44,厚度大,分布广,连通性好,储量集中,合计地质储量占总储量的78.5%。

    1、单元现状

    孤东油田西区北部1973年5月投入开发,经历了天然能量、注水、注聚开发阶段,目前已进入后续水驱,综合含水97.0%,采出程度为47.1%。西区北历经多次井网演化,由以前的合采合注发展到现在的31-41、42-44两套井网,水井多采用卡封、丢封方式细分层系,同时Ng35和Ng42的隔层发育差,因此层系干扰、测试遇阻、验封失效井较为普遍。西区北自2001年转入后续水驱,地层吐聚在某些区域仍十分严重。从作业现场照片可以看到,油管下入不到3年,腐蚀与聚合物堵塞现象就十分严重。由于西区北水井投产时间长,套管老化,胶结质量差,套变停产和带病注水井较多,给井网完善和层系细分带来一定的影响,因此有必要进行分层井网完善工作,实施分层优化注采井网,平稳的补充地层能量。

    针对存在的问题,完善井网,细分层系,提高层段合格率,提高储量动用程度。我们以改善注水为重点,以控制和减缓递减为主线,积极开展以分层注水、细分注水为主要内容的常规注水调整,做到“注够水、注好水”,提高层段合格率,提高储量动用程度。

    2、单元调整思路及做法

    充分利用了密井网条件下的各种动静态档案信息资源,开展精细储层研究,通过井点井层、井间剩余油及其控制因素的研究,揭示三维空间剩余油的分布规律,并结合动态监测、井下管柱状况等条件,指导完善现有井网,提高水驱“三率”水平,最终改善单元的开发效果。其具体使用情况如下:

    2.1、对井网不完善井区利用老井侧钻,挖掘井区剩余油

    通过仔细研究井网和储层发育状况,以储层有效厚度大于6米、地质储量大于5万吨、预计投产后日油能力可大于4t的井区作为目标潜力区,通过利用老井侧钻挖掘井组剩余油。2012年在西区北共部署侧钻井2口,投产后产量达到13t/d,目前已累计产油782t。不仅完善了井网,也及时减缓了单元产量递减速度。

    2.2、对局部井网不完善井区打新井,完善井网,提高储量控制程度。

    根据剩余油潜力分析,对控制储量大、井网不完善井区打完善井。2012年整体打新井4口,目前均投产,效果较好,其中一口水平井GDX2P317井2012.10.31投产,目前日油8.8t/d,含水81%,累采油3600t。2014年又在断层边部挖潜剩余油,打新井GDX8P409,目前日油15.0t/d,含水63%。

    2.3、对测试不合格、三年以上未动管柱水井的实施治理

    通过由于层间矛盾突出,注入井吐砂、吐聚严重导致水井测试成功率低,层段合格率低,非主力层无水井对应。针对这个问题和工艺所、作业中心等单位结合,对问题水井实施补孔、防砂、换管柱等措施,提高水井的注入能力。2012年以来,西区北共实施上述措施37井次,有效保证了水井的注入质量,做到了“注够水、注好水”,保证了单元液量和开发效果。

    以GDX2-212井为例,该井2009年7月转注注水Ng35-44层,对应井区的Ng32+3层油井无水井对应,液量低,开采难度大,2012年5月对该井实施补孔Ng32+3层,实施后对应油井GDX2-201井液量由12t/d上升到40t/d,油量由1.4t/d上升到4.8t/d,取得了较好的开发效果。

    3、单元调整实施效果

    西区北目前实施完钻新井7口,日油50t/d。实施水井治理37口,治理后日注水平由7143m3 /d上升到7398m3/d,层段合格率由43%上升到75%。单元自然递减率控制在2%,含水上升率0.05%,注采对应率98%,单元开发效果得到了明显改善。

    4、认识与结论

    该项目是在充分利用現有井网、井下分注工艺、油层物性条件、动态监测及动静态基础数据等档案信息资源的基础上,应用数值模拟和油藏工程等多种技术手段,开采手段由笼统注水向偏心分层注水、空心分层注水、双管分注等复杂注水方式转移;通过前期完善注采井网、全过程整体调堵、问题水井治理为主要措施的精细综合调整技术,提高了油田开发效果,为同类油藏挖潜顶部剩余油,进一步提高采收率提供了参考。

相关文章!
  • 融资融券对日历效应的影响:来

    王璐摘 要:过去的研究表明,中国股市的运行效率受到政府监管与干预并存在非对称交易的现象。2010年3月31日,中国股票市场实行了融资融券

  • 小桥老树的“官场江湖”

    张凌云凭借一部《侯卫东官场笔记》,他红遍大江南北,接连几年闯入国内作家富豪榜;他神龙不见首尾的低调一度引发全国大搜索。因他的作品而

  • 公司治理、内部控制对盈余管理

    金玉娜柏晓峰摘 要:按照形成原因——作用机理——解决机制的路径,对抑制盈余管理有效途径的实证研究表明:机会主义偏误和技术性错误是盈余